發布時間：2022-07-22 13:54:01
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關鍵詞:薄煤層;長壁采煤法;綜合機械化采煤;滾筒采煤機;刨煤機;螺旋鉆采煤機
我國煤層賦存條件比較復雜，煤炭資源分布地域遼闊，地質條件復雜多樣。其中薄煤層可采儲量約占全國煤炭總儲量的18%，而產量只占總產量的73%，遠遠低于儲量所占的比例，并且這個比例還有進一步下降的趨勢。薄煤層在我國分布較廣，有些地區的煤質也比較好。而像大同煤礦集團經過多年開采，不少礦井中厚煤層已近枯竭，薄煤層的開采正規模化地進行，而且也得到了充分重視。就當前的資源情況看，發展薄煤層機械化開采對于開發利用煤炭資源，延長礦井開采年限和實現高效開采都具有十分重要的意義。
1．薄煤層開采中存在的問題
我國薄煤層開采主要采用長壁采煤法，但由于開采煤層厚度小(小于1.3m)，與中厚及厚煤層相比，薄煤層機械化長壁工作面主要有以下問題:
1)采高低，工作條件差，設備移動困難。特別是薄煤層綜采工作面，當最小采高降到1.0m以下時，人員出入工作面或在工作面內作業都非常困難。而且薄煤層采煤機械
和液壓支架受空間尺寸限制，設計難度大。液壓支架立柱通常要雙伸縮甚至三伸縮，增加了制造成本。
2)采掘比大、掘進率高，采煤工作面接替困難。隨著長壁機械化采煤技術的發展，工作面推進速度大大加快，但由于薄煤層工作面回采巷道為半煤巖巷，巷道掘進手段沒有多大的變化，仍以打眼放炮、人工裝煤為主，掘進速度很慢，造成薄煤層綜采工作面接替緊張。
3)煤層厚度變化、斷層等地質構造對薄煤層長壁工作面生產影響比開采中厚及厚煤層工作面大，造成薄煤層長壁綜采或機采工作面布置困難。
4)薄煤層長壁機械化采煤工作面的投入產出比高，經濟效益不如開采厚及中厚煤層工作面。一個薄煤層綜采工作面的設備投資不比設備裝機功率、支架工作阻力相當的中厚煤層綜采工作面少，但薄煤層綜采工作面的單產和效率一般只有中厚煤層綜采工作面一半，甚至更低。
可見，發展機械化、實現綜合機械化采煤，是實現薄煤層開采高產高效的唯一出路，我國在這方面一直在不斷瓦斯賦存特征進行了分析研究，指出地質構造復雜、煤層埋藏深度大、圍巖條件變化和水文地質條件復雜是影響寺河礦煤層瓦斯賦存規律的主要因素。
2．薄煤層開采綜合機械化技術現狀
目前，我國薄煤層開采綜合機械化有許多種，大致分為:①滾筒采煤機;②刨煤機;③螺旋鉆采煤機。
2·1滾筒采煤機
現在使用的滾筒式采煤機是傳統的采煤設備，其應用十分廣泛，發展速度也比較快。隨著緩傾斜中厚煤層至厚煤層綜合機械化成套技術的逐漸成熟，“三軟”和大傾角煤層等困難條件下綜采配套技術也得到了應用。以電牽引、故障自動診斷、支架電液控制等為核心的技術也應用到了滾筒式薄煤層綜合機械化設備上，這種采煤技術也正趨于成熟。薄煤層綜合機械化采煤經過多年的試驗，已經取得了顯著的開采效果。
滾筒采煤機由于適應性強、效率高、便于實現綜合機械化作業，因而發展迅速。它的整體結構、性能參數、適應能力、可靠性等諸方面，都有了較大創新和提高。薄煤層滾筒采煤機是在中厚煤層滾筒采煤機的基礎上發展起來的，它也具有許多優點:
①積木式無底托架結構、液壓螺母緊固、多臺截割電動機橫向布置、抽屜式部件安裝等技術的應用，使得薄煤層滾筒采煤機結構更加簡單，安裝更為輕便;
②整體結構和傳動方式的改進，使得滾筒采煤機的機身變得更窄、更低;
③采煤機功率的不斷加大，以及電氣調速行走和遠程無線控制技術的應用，使得薄煤層滾筒式采煤機更能適應較復雜的開采地質條件;
④薄煤層采煤機比較適合小型煤礦的綜合機械化開采。
2·2 刨煤機
刨煤機采煤自20世紀40年代在德國問世以來，很快就得到推廣和發展，成為薄煤層采煤機械化的強大支柱。原歐洲的主要產煤國德國、俄羅斯、法國等，使用刨煤機開采的煤炭產量占總產量的50%以上，刨煤機的日產量可達到5000t以上。
刨煤機的主要優點:
①能實現極薄煤層的綜合機械化開采，便于實現開采過程中的自動化;
②采煤過程連續進行，工作時間利用率高;
③采出的塊煤率高，工作面煤塵量少;
④結構簡單，維護方便。
2000年鐵法小青礦采取國內配套的方式引進一套德國DBT公司全自動化刨煤機系統，于2001年1月開始試生產，到2002年4月，除去倒面檢修時間，共生產271d，生產煤炭106萬t，最高日產量6480t，小青礦全自動化刨煤機開采技術的成功極大地提高了國內煤炭行業使用刨煤機的積極性。
2·3螺旋鉆采煤機
螺旋鉆采煤是前蘇聯頓巴斯礦區頓涅茨克礦業研究院開發的一種開采薄煤層的采煤方法。于1979年在頓巴斯礦區馬斯賓斯克礦試驗成功，并推廣應用。該采煤法是一種新型的無人工作面采煤方法，也是一種開采緩傾斜薄煤層的新型采煤方法，可將煤層可采厚度由0.6~0.8m下延到0.4m，對開采松軟煤層有極高的推廣應用價值。螺旋鉆采煤法的主要優點:
①投資較低;
②人員和機組設備全部在工作巷內，人員在寬敞支護良好的巷道內就可將煤采出，安全狀況良好;
③煤的可采范圍達總面積的95%以上，可以多出煤，并充分釋放瓦斯。
螺旋鉆采煤法主要存在的問題:
①留設鉆孔間煤柱和鉆孔組間煤柱，降低了采出率;
②接長和縮短鉆桿所用的時間占工作總時間的比重較大。
我國近幾年引進了一些螺旋鉆采煤機，取得了較好的經濟效益。其中新汶礦業集團2003年從烏克蘭引進的2臺薄煤層螺旋鉆采煤機(適用于0.6~0.9m的薄煤層)，分別在潘西礦和南冶礦進行了前進式和后退式采煤工藝試驗獲得成功，單面單臺鉆機月產達到5800t。2004年6月20日，國家發改委調研組在新汶礦區調研時得出如下結論:“潘西煤礦螺旋鉆采煤工藝的應用，效率高、安全系數高、資源開采率高，適應于目前我國傳統的開采方法無法開采的薄煤層，該技術值得在全國推廣應用”。大同煤礦集團也在嘗試用在采煤中，效果十分好。
3．薄煤層開采發展趨勢
薄煤層開采高度小、頂板壓力小的特點，決定了薄煤層高產高效采煤方法的發展方向主要是提高長壁工作面自動化程度。由于薄煤層工作面內作業困難，所以應提高薄煤層工作面采、支、運工序的自動化程度，減少工作面內的操作人員。薄煤層工作面刨煤機落煤、螺旋鉆采煤比采煤機落煤易于實現自動化，由計算機控制的定量割煤刨煤機與螺旋鉆采煤，是實現薄煤層工作面自動化開采重要的發展方向之一。根據國內外實踐，工作面年產量可達1.0~1.8Mt。
4．結語
對于我國資源儲量比較大的薄煤層來說，隨著國內外 采礦設備制造水平的提高，在采用大功率、高可靠性工作面設備的基礎上，根據當地的煤層賦存情況，因地制宜地選擇采煤機械，采用上述采煤方法均可以實現薄煤層高產高效開采。
參考文獻
【關鍵詞】磨銑工具；小套管管柱結構；雙級梯形扣；固井；負壓；八面河油田
0 概況
八面河油田目前有套管變形井812口，占總井數的44%，其中只有111口成功修復，其余井被迫上返或報廢。在修復的111口井中，修復套管穿孔井占了87%，而套管錯斷、彎曲變形和穿孔變形等情況僅修復了7口，側鉆4口。側鉆成本比較高，同時側鉆井徑小于4″，后續生產管理、作業等都受到嚴重制約。針對這一情況，通過攻關，研究了成本低、作業周期短、設備要求低、修復后井徑大于4″的小套管完井技術。
1 工藝原理及結構
小套管完井技術主要包括“打通道”技術、相應的小套管、固井技術等三項。
1.1 “打通道”技術
在不大面積損傷套管的情況下，打通井眼，保證小套管能順利下入人工井底（或灰面），是該項修套技術的關鍵。打通道主要工藝技術磨銑，即用磨鞋銑到錯斷點、變形井段，主要存在以下問題：
（1）套管變形破裂、甚至斷開，用磨鞋磨銑時易開窗，形成套管外通道，造成卡鉆工程重大事故。
（2）磨銑工具的強度不足，磨銑點少。
（3）彎曲套管是一段變形，很容易銑掉大面積套管，造成井壁坍塌，正常循環洗井建不起來，造成修井失敗。
針對存在的問題，我們進行了磨銑工具、磨銑工藝和臨時防砂工藝研究。
1.1.1 研制新型磨銑工具
1）結構改進：對原來普通的平底磨鞋，單循環液流結構加以改進，制做成多刃平底磨鞋。一方面使其具有較大面積的液流通道，讓碎屑能夠順利地排出；另一方面多刃結構使載荷集中作用于被磨銑的局部，提高磨銑速度。
2）YD合金的堆焊：由原來普通銅焊條鋪焊改為采用鎳銀焊條來進行底焊，YD合金焊條來進行堆焊。底焊溫度控制在590℃～700℃，研制出多刃系列磨鞋、犁形系列磨鞋；采用了石墨制作的模型，提高需要堆焊的厚度，從而提高磨鞋的使用壽命；
1.1.2 研究適用的磨銑工藝
1）針對普通三刃或單刃磨鞋易開窗的問題，我們改進了管柱結構，在磨鞋上接10m鉆桿，之上接長Φ140mm（針對7″套管）或Φ110mm（針對51/2″套管）×10m扶正管，保證磨鞋一直在原套管內鉆進，
2）磨銑時加大了沖洗排量，從300L/min提高到500L/min，一方面增加了攜砂能力，另一方面降低磨銑點的溫度，提高了磨鞋使用壽命。
3）研制了方鉆桿自封，改變洗井方式，提高攜砂能力。
研制了方鉆桿自封，井口動態最高承壓達15MPa，自封的軸承盤和方鉆桿相連，里面裝有特殊自封膠皮，既能將方鉆桿外壁密封，又能將井口環形空間密封，大大提高了修井綜合效率。
1.2 小套管管柱結構
常規小套管完井技術7″套管使用5″套管，51/2″套管使用4″套管。由于5″套管和4″套管比常規套管尺寸小，沒有配套的防砂工具、分層采油、泵抽管柱等，增加了油水井使用時因不可預見的管卡而報廢的可能性，同時加大了作業的難度。
壁厚7.72mm的51/2″套管本體外徑139.7mm，套管節箍外徑153.7mm，與7″套管間隙僅有5.7mm。不僅影響固井施工，易造成節流壓差。我們改變了套管連接方式，將51/2″套管采取雙級梯形扣連接。雙級梯形扣接箍，比雙級梯形扣套管本體厚1～2mm，一方面因絲扣部分壁加厚，加大連接扣的強度，另一方面因減少套管通徑的要求，減少了打通道的工作量，增加修井成功的可能性。
1.3 固井
小套管下入井內預計位置后，進行固井施工。主要存在兩個難點：
一是由于小套管與套管間隙小，且由于井身軌跡的影響，小套管貼邊，導致固井時水泥漿上返不均勻，影響固井質量；二是八面河油田部分區塊存在負壓現象，在固井過程中，由于壓差作用，水泥漿進入油層，形成水泥漿錐入。
1.3.1 臨時屏蔽液
經過室內研究結果，設計并研制出ZD系列水溶性暫堵劑。ZD水溶性暫堵劑主要成份為微溶于水的化合物和無機鹽類，在常溫下不溶于水或微溶于水，在地層溫度下，可通過架橋、充填和變形等作用，在地層表而形成一條低滲透性的暫堵帶，從而阻止入井流體的浸入和傷害，作業完成后，ZD可被水逐漸溶解而自行解堵。
1.3.2 套管扶正器
套管扶正器在一根27/8″鉆桿焊接Ф140mm（7″）或Ф114mm（51/2″）壁厚9.17mm的鋼管，磨鞋工作時不會貼邊，也就不會磨銑套管，保證了磨銑施工可靠進行，同時還能修復彎曲變形部分套管。
2 現場應用實例
2.1 7″套管
面14-509井，2003年4月作業時發現井筒內全部是泥漿，泵下2根21/2″油管彎曲變形，改撈油。根據生產要求，進行修套施工。
打通道：下Φ150mm×1m銑棒進行磨銑，從1053m磨銑至1059m，下Φ140mm×1m、Φ140mm×1m通井規順利下至預計深度。
壓井：于該井出砂嚴重，增加井筒壓力，配制比重1.2的鹽水壓井，起下管柱時不停向井筒內補充鹽水，保持液面在井口，保證井筒壓力，成功防止地層出砂。
下小套管：為保證后繼生產的順利進行，下入51/2″套管。小套管結構由下至上為導錐+小套管+丟手接頭+油管+油管短節+懸掛器。
固井：由于該井輕微負壓，為了防止水泥漿進入地層，在固井前，先替入一定量的暫堵劑，將地層屏閉，再進行固井施工。
2.2 51/2″套管
角12-斜233井，由于套管在1001.37～1208.8m破裂，要求撈出在1601.0m處丟手封隔器，下小套管固井。
打通道：下Φ117mm鉛模至1105.92m沖砂至1107.34m，打印，鉛模邊緣有刮痕，先后下鉆桿帶Φ117mm多刃磨鞋、Φ116mm銑錐、Φ118mm銑棒磨銑至1620.22m。
下小套管固井：下21/2″加大油管下接41/2″模擬套管650.1m，正替臨時屏蔽液10方，用清水90方洗井，擠灰漿8m3，替清水6.77m3，泵壓14MPa，懸重13T至9T倒扣15圈丟手，上提油管6m替出多余灰漿，起出丟手接頭，關井候凝。Φ86mm刮刀鉆頭鉆至灰面1620.0m，試壓，打壓5min，泵壓15.0MPa未降，完井合格。
3 結論
通過八面河油田現場13口井試驗，證明小套管完井技術對套管錯斷、變形等情況有較好的適應性，挽救了一些待報廢井，修復一批高產井，取得了可觀的經濟和社會效益。
【參考文獻】
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[2]鄒德健.水溶性和油溶性清防蠟劑研制與應用[D].大慶石油學院，2003.
【關鍵詞】 大慶 油田 采收率 提高
原油采收率指的是累計采油量占地質儲量的百分數。從油藏的層面來看，采收率除了與油田的地質條件有著密切的聯系以外，油田的開發方式、管理水平以及采用工藝技術水平等等也有會對油田的采收率產生影響[1]。本文結合大慶油田采收率提高的實踐，對油田采收率進行深入的探討與研究。
1 大慶油田采收率提高實踐分析
大慶油田作為我國第一大油田，從上個世紀六十年入開發建設以來，目前已經形成了薩爾圖、杏樹崗以及朝陽溝等幾十個規模不等的油氣田，這就使得大慶油田在采收率提高方面有著豐富的實踐。以三次采油技術的應用來說，三次采油技術在促進采收率提高方面有著重要的作用，第三次采油技術在油田中的廣泛的應用能夠有效的減緩多數油田在產量方面所出現的遞減速度的情況，對穩定油田的原油產量有著重要的作用。在三次采油中常用的四大類技術中，我國應用范圍比較廣的是化學法[2]。從對我國近期原有產量構成的分析來看，在油田采收率提高方面所采用的技術以化學驅三次采油技術為主。從大慶油田的采收率提高的實踐來看，2012年，該油田三次采油產量上升到1360多萬噸，不僅如此，該油田近十一年的采油產量都超過1000萬噸，大慶油田的每噸聚驅增油達到40噸以上。從現有的大慶油田在采收率提高方面的發展來看，預計在明年，大慶油田將成為全球最大的三次采油技術研發生產基地。從2011年開始到現在，大慶油田的三個一類油層強堿工業化試驗區塊提高采收率18%，而大慶油田北二西二類油層弱堿三元復合驅工業性礦場試驗中心井區階段，油田采收率提高超過了25%。除此以外，大慶長垣特高含水油田提高采收率示范工程等項目對高含水油田采收率的提高也有著重要的作用。2012年6月，大慶油田的二類油層首個強堿工業區塊啟動。同時，三元復合驅配套工藝日趨完善，管理規范與技術標準體系基本構建完成，為明年大慶油田采收率的進一步提高奠定了基礎。
2 油田采收率影響因素分析
從油田采收率的層面來看，對油田采收率產生影響的因素較多，不僅受油藏本身地質條件的限制，油田所采用的開發方式、管理水平以及工藝技術等等都會對油田的采收率的產生影響。從油田采收率提高的實踐來看，驅油機理不同油田的采收率也會存在區別，驅油機理相同油田在采收率方面也會存在區別，這種區別甚至很大。換句話說，對油田采收率產生影響的因素是復雜且多元的，但是通常可以概括分為內在因素與外在因素兩個方面。內在因素取決于油田本身，后者則和人為的油田開發工藝技術以及所采用的油田管理水平等等有著密切的聯系。從內在的影響因素來看，主要包括油氣藏的類型、儲層巖石性質、油藏的天然能量以及儲層流體性質等內容，以儲層流體性質為例又具體分為原油的黏度以及氣田的天然氣組分等內容。從外在的影響因素來看，主要包括油田開發方式的選用、井網合理密度與層系的合理劃分、鉆采工藝技術水平以及經濟合理性等等[3]。如上文提到的大慶油田所最終采用的三次采油技術就屬于對油田采收率影響的外在影響，換句話說，通過提高油田采收率大慶油田具體的采用了三次采油技術中的化學驅。又如經濟合理性，油田的投資成本與操作成本等外界因素也會對油田采收率產生影響。
3 油田采收率提高策略
正如上文所述對油田采收率影響的因素較多，呈復雜化與多元化的特點，這就決定了在確定具體的油田采收率提高策略時，需要油田結合自身的情況，針對影響油田采收率的內在外在因素，確定科學合理的策略。
從內在的影響因素與外在的影響因素兩者對油田采油率提高策略確定的影響來看，內在因素起主導作用，也就是說，好油藏要比差油藏有著較高的采收率。在油田開發過程中，人為的對油氣藏采用科學合理的部署以及合理的工藝措施也會實現對油氣藏固有地質情況的改善，進而有效的提高油田的采收率[4]。受內在因素與外在因素兩者共同影響的限制，無法實現用同一類方法準確的對油田的最終采收率進行預測，這就決定了需要通過不同的方式，對油田的采收率要進行計算分析與綜合考慮，并在對比分析的基礎上選用適合油田的方法，進而確定出合理的油田最終采收率值，為油田調整與確定油田的開發規劃奠定必要的基礎。通常油田采用的方法包括油田統計資料獲得的經驗公式法、巖心分析法以及油田動態資料分析法。除了這些油田采收率提高策略以外，大慶油田的成功經驗還說明，油田的管理水平對采收率的提高也有著重要的作用，如大慶油田從提高三次采油提高采收率的重大關鍵技術的層面出發，大慶油田成立了大項目部，由公司領導與有關專家對項目進行科學的管理，同時以技術成熟度為基礎，分層次、分步驟的推進提高采收率技術攻關和應用，在重點推廣聚驅，完善強堿三元，攻關弱堿和無堿的同時，不斷的探索其他提高采收率技術。
綜上所述，油田采收率的提高需要結合影響采收率提高的因素進行具體的分析，根據分析的結果結合油田的現有情況靈活性的調整策略，大慶油田采收率的提高為我國采收率提高的理論研究與實踐應用提供了寶貴經驗[5]。換句話說，油田采收率的提高需要結合油田的實際情況，在綜合借鑒不同油田采收率提高經驗教訓的基礎上，不斷的優化采收率應用策略。
參考文獻：
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【關鍵詞】固井工具 自動試壓系統 研制
1 固井工具自動試壓系統的構成及工作原理
1.1 系統構成
固井工具自動試壓系統是研制的為固井工具的試壓胡的系統。此系統的額定試壓能力為40～60MPa，可以對不同壓力等級以及不同尺寸的固井工具在進入施工操作前的試壓調節。該試壓系統主要由試壓泵和氣控泄壓裝置、試壓數據采集和處理系統、電動控制系統、微機控制及數據管理系統、試壓過程監控系統以及安全防護墻等幾部分構成。此系統具有操作簡單、適用范圍廣泛、系統可靠性能高和美觀實用等特點。
1.2 系統的工作原理及特點
1.2.1執行裝置
試壓執行裝置包括高壓試壓泵和泄壓閥。試壓泵選用60MPa試壓泵，泄壓閥選用與試壓泵配套的氣動泄壓閥。試壓能力加強，完全保證工程施工中要求的40MPa的試壓能力要求范圍。
1.2.2泄壓系統
由于固井工具試壓是在高壓作業下操作完成的，從安全第一的角度來看，對系統的泄壓采取了氣控高壓泄壓閥來進行遠距離的安全泄壓，這樣就避免了操作人員在操作過程中進行手動泄壓的操作的安全隱患。其上安裝的可調節彩色攝像機組也為操作提供了清晰地圖像。該系統的基本原理為：由三位五通氣閥，用0.7～1.0MPa的壓縮空氣控制高壓泄壓閥的動作氣缸的開關。其中，高壓泄壓閥在氣缸進氣（三位五通氣閥開啟）的狀態下為關閉狀態，而在氣缸放氣（三位五通氣閥關閉）的狀態下為泄壓狀態。這樣，在電源系統非正常條件下，保證了系統能正常進行泄壓處理，以確保了試壓過程的安全性。另外，采用了5mm的泄壓閥通徑，泄壓閥的泄壓速度非常慢，也提高了試壓的安全性。這樣，在試壓的全過程中保證了試壓的安全性。
1.2.3控制子系統
固井工具自動試壓系統的控制子系統由電動控制和微機控制兩大部分組成。電動控制由控制開關，中間繼電器及交流接觸器等主要元件構成。
微機控制系統主要由中心控制機，I/0卡、中間繼電器以及相關的控制軟件組成。電動控制和微機控制兩個子系統完全可以獨立工作。采用微機控制系統可以自動控制試壓泵的操作，可自動記錄、采集和處理試壓過程中的各項數據，顯示出壓力數據和曲線圖，表現形式有數字和曲線兩種。并可保存將數據保留以供以后測試使用。系統控制的安全性和數據的可靠性提高。
（1）數據信號的采集與處理子系統
數據信號的采集子系統主要由壓力傳感器，A/D轉換和數據采集卡以及數據處理軟件組成。采集子系統可以自動采集試壓過程中的壓力變化數據及圖像，并且隨時間的變化曲線形式顯示試壓數據。可以自動保存以及回放試壓過程的壓力數據。
（2）監視子系統
監視子系統主要由攝像機、視頻信號轉換器、顯示器、視頻信號采集卡以及相應的應用軟件所構成。其攝像機是采用進口新型彩色工業攝像機，此款攝像機感光靈敏度極高。即使在很暗的光線下也可以顯現出很清晰的圖像。有四個攝像機從各個不同的角度測試工具，試壓過程的視頻信號通過轉換器和分屏器處理后由兩臺顯示器分別進行顯示。可以清楚接收到操作過程的圖像。
監視子系統不僅可以實時監視工具試壓的現場情況，還可以通過視頻采集卡及微機應用軟件等工具，使其存儲圖像資料。以供以后工作的參考。
2 試壓系統的在施工中的應用
我國的固井工具自動試壓系統于2003年12月順利完成，2004年3月正式投入施工使用，共在166口井上使用，效果不錯，基本能夠滿足固井工具試壓的現實需要，易于操作、安全性高。試壓數據及曲線基本保證了隨時記錄、回放和打印，在現場施工上取得了良好的社會效益和經濟效益。
3 主要經濟效益分析
固井工具自動試壓系統的主要經濟效益主要有以下四點：
（1）使用專用的試壓泵，代替了水泥車在工程中的試壓作業，在很大程度上杜絕安全隱患，消除了試壓過程中的不安全因素。實現了固井工具試壓系統的科學化、規范化，安全化。
（2）在施工中不在需要水泥車，使水泥車給固井施工作業提供了有力的保證。間接地等于增加了一臺固井水泥車，減少相應的設備購置費用。
（3）降低了水泥車的使用費用。以T815水泥車施工費用計算：28元/t?hX29 tX1 h=812元：試壓一口井的固井工具需要1.5h，一年按190口井計算，可節約使用費用23萬元。
（4）提高了固井工具試壓結果的精確度，特別是在長封固段、高壓力的井施工作業中，更加體現了自動試壓系統的作用。有力地保證了固井施工工作安全有效地進行。按每年至少減少1口井的事故計算，可節約維修井的費用40余萬元。
4 結論
主要對非常規井深結構鉆探開發制定的全通徑系列尾管配套技術方案，此方案滿足了特殊井深結構開發的要求，有效地解決了制約其井深結構鉆探開發的關鍵性技術難題。對特殊井深結構的尾管，固井存在的工藝難題，制定的配套特型尾管固井施工工藝流程先進合理，施工當中操作步驟明確清晰，符合施工現場的實際要求。
研究開發的系列特型尾管固井工具及配套技術，經過施工現場的實際應用，取得了成功，達到了特殊井深結構勘探開發的目的，直接和間接經濟效益非常明顯。此項技術的研究開發成功，為特殊井深結構勘探的開發奠定了堅實有力的技術基礎，具有廣闊的推廣使用前景。
參考文獻
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石油機械是開展石油開采、石油生產工作的重要設備，也是石油開采、石油生產的重要手段。現代化石油機械的不斷發明與制造為推動石油開采、石油生產的發展作出了非常大的貢獻。在一般情況下，石油機械設備的采購成本、維修費用比較高，所以應當盡可能地減少維修與更換石油機械設備的次數，因此，應當不斷加強對石油機械設備的日常管理與日常維護。本篇論文主要分析與探討了如何做好石油機械設備的日常管理，望有所幫助。
關鍵詞：
石油機械設備；設備管理；設備維護
石油機械作為石油開采、石油生產工作中的重要設備與重要手段，在促進社會經濟的發展、國家的進步方面有著非常大的貢獻。但是，石油機械設備在一般情況下的采購成本、維修費用都是比較高的，這樣的情況下，在石油機械設備的日常使用過程中，加強設備管理與設備維護工作具有非常重要的意義。
1目前在石油機械設備的管理工作中存在的問題
1.1專業技術人才的短缺
長期以來，石油行業在機械設備管理這一工作上的重視程度不高，從而導致了機械設備管理專業技術人才短缺這一問題的出現，因為重視程度不夠、待遇不高等問題的存在，造成設備管理人才招聘難、難留住。機械設備管理專業技術人才的短缺，導致了使用單位管理、租賃企業維護、政府監督這三者之間出現了嚴重的脫節，石油企業不僅無法從機械設備管理工作中獲得應得的收益，甚至與此相反的要付出非常高的購置成本、維修成本與保養成本，也在一定程度上降低了石油機械設備的使用壽命。
1.2缺乏完善的管理制度
石油企業的機械設備管理部門發生了一定的改變，因此，原有的管理制度也應該有所改變。隨著機械設備的更新換代，其科技含量也得到了不斷提高，原有的管理制度已經無法滿足現代化石油機械設備管理工作的要求。此外，因為機械設備管理專業技術人才的短缺，導致了現有管理人員不能有效制定實用的、與實際情況聯系緊密的管理制度。上述問題的存在，造成制定管理制度的人員不能全面認識石油機械設備管理，執行制度的人員無法根據制定的管理制度開展石油機械設備管理工作，從而導致了石油機械設備管理工作無法有效開展。
1.3對石油機械設備管理缺乏認識
目前，很多石油企業在石油機械設備管理方面存在著錯誤的認識，例如，政府在進行監管時的原則是“抓大放小”，而政府沒有開設機械設備管理部門，這就說明設備管理工作是可以不受重視甚至可以直接忽略的，等等。在這樣的錯誤觀點下，很多石油企業對裁撤了設備科、材料科等管理部門。
2做好石油機械設備管理的幾點對策
2.1重視石油機械設備管理專業技術人才的培養
石油機械設備管理的開展與有效管理的實現需要專業技術人才，素以，石油企業應當始終堅持“以人為本”，重視對具有高端操作技能、專業知識的機械設備管理專業技術人才的培養，從而從根本上保證石油機械設備管理制度的合理制定與有效執行，這也是使石油機械設備的管理效率、管理水平得到提高的一個有效手段。為培養機械設備管理專業技術人才，石油企業可以通過定期組織講座、學習會等形式的活動，讓設備管理人員對石油機械設備的管理理念、管理方法進行學習。石油機械設備的操作人員也是管理人員，對此類人員來說，更應該加強培訓力度。石油企業可以通過提高石油機械設備操作人員的安全操作意識、規范操作意識，使他們進行安全操作、學會如何管理石油機械設備，從而提高石油機械設備的管理效率、管理水平，使石油機械管理工作得到有效落實。
2.2建立健全石油機械設備管理體制
建立健全石油機械設備管理體制，就是要完善管理部門的職能，實現統一規劃，落實專人負責，實行全員管理，進而做到專業管理、群眾管理的有效結合。“不以規矩，不成方圓”，實現石油機械設備的制度化管理，不僅是開展石油機械設備管理工作的有力保障，也是石油企業的管理水平得到提高的一個重要標志。石油企業應當制定出一個完整的、可操作比較高的管理制度，不僅要包括石油機械設備的選型，還要包括機械設備的使用、機械設備的保養、機械設備的維修以及機械設備的管理等方方面面，從而可以保證石油機械設備的管理工作選型有其根據、操作有其規程、維修有其程序、檢查有其目的。只有有了科學、合理的制度，才能使設備操作有方向、設備管理有依據，才能實現石油機械設備管理能夠得到其應有的收效。
2.3更新管理理念
石油機械設備管理在石油企業中是非常重要也是最為基本的一項工作，因此，石油企業必須要加強對石油機械設備管理工作的關注與重視。石油機械設備的有效管理不僅關系到工作安全，也關系到了石油企業的生產成本、生產效益與產品質量。所以，石油企業應該對石油機械設備管理工作在企業管理中的地位有一個明確的認識，建立與自身實際情況相適應的石油機械設備管理部門，并配備上必要的管理人員，需要注意的是不能用安全管理代替設備管理。
3結語
綜上所述，本篇論文通過分析目前在石油機械設備的管理工作中存在的問題，探討了如何做好石油機械設備的管理，望有所幫助。
參考文獻：
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關鍵詞：地質 致密油藏 開發 技術 油田
新疆油田是我國西部地區最大的石油生產企業，每年為我國產油事業貢獻成就很大。新疆“三山夾兩盆”的特殊地形地貌特點，是在經年的歷史積淀中形成的豐富的礦產資源。新疆地區已探明的石油儲量，占據我國陸上石油資源量的30%。隨著石油資源的勘探開發技術的不斷進步，對石油的開采也從傳統的“常規油氣資源開發”向“非常規油氣資源開發”邁進。
致密油藏，是一種石油成藏組合，其中輕質原油保存在低滲透含油地層中，油藏包含地層、原油、生儲蓋層等多方面內容，如頁巖地層或者致密砂巖地層。油藏要素具備致密特征，形成的油層為低滲透的儲集油。因為其復雜性就變現在一個“藏”字上面，利用壓裂和水平井鉆探技術，對于致密油的油水邊界的確認，技術方面仍需要做進一步的提升。在對致密油田的探測和研究試驗中，將解決致密油藏開發的關鍵技術作為油田工程技術開發的主要研究方向去努力。
一、新疆地區地質條件分析
白堊紀地質形成時期，氣候比較溫暖，植被生長茂盛。位于北緯40°～90地區的年平均氣溫為10℃左右，未有極地冰雪覆蓋的場景。在很長的一段歷史時期內，經歷地下活動的變遷，逐步的在特殊的歷史背景下，形成了不同地質分層結構。新疆地區正是處于這樣一種特殊的條件下，形成了豐富的石油、煤、天然氣及油頁巖礦床。
在歷經滄海桑田的變遷過程中，由地史活動形成的褶皺和斷裂凹陷以及拉伸的發育，都使得新疆地區的儲集層構造油、氣、水的儲量十分豐富。盡管地史引起的軟沉積物具有區域性分布特征，但是在這些地質活動行成過程中，致密油作為一種特殊的存在，以散、薄、埋藏深等特點，體現了它“藏”的特色。
二、新疆地區致密油藏分布特點及開采難度
在地質構造形成時期，大宗密集型油層的分布，具有一定的區域性特點，而新疆地區致密油的分布，作為特殊地形變動的產物，有其地質構造和地貌的復雜性，儲油類型和開采難度也就不等。
致密油的分布特點是：埋藏較深，喉道中值半徑較小，油層平均厚度不超過1.5米，地質分布較貧乏且位置不集中。傳統的常規性鉆井壓裂技術實施較為困難，鉆井過程中，會遭遇井壁安全性較差，穩定性不強等問題，井沿的不規則形狀，使得固井質量難以保障。致密油裂縫的形態復雜，壓裂施工技術的難度較大。
比如說鄂爾多斯盆地中的長慶油田，致密油的油質都是密度不大于每立方厘米0.82克的稀油。在開采時，就可以采用常規的開采方式實現。克拉瑪依昌吉油田，是致密油油質密度為每立方厘米0.88克的中質油。這樣的稠油，開采起來，難度也比長慶油田大。長慶油田是由一個古生代地臺以及臺緣坳陷與中新生代胎內坳陷疊合的克拉通盆地，已知沉積巖累計厚度5～18公理。鄂爾多斯盆地在漫長的地史演化過程中，古構造的變異，控制著生油坳陷和生氣中心，晚古生代內陸湖泊的拉槽使得相油氣源巖形成。其儲集層的發育受斷裂構造帶的影響，在半背斜和斷背斜形成了油氣層。油、氣、水的疊加運動，形成不同的油氣藏。這一地區的地質條件多變，形成了圈閉類型，在盆地的發育和沉積過程中，為形成致密油奠定了基礎。在對長慶油田的勘探方向上，主要從其地質條件和儲集層的發育情況，來作為勘探該區石油資源的確切位置。
三、不同地質條件下致密油藏開發技術
由于地質構造不同，新疆地區致密油藏的分布相對來說也就不同。致密油的油質不同，后續的開采工作難度也就有所區別。新疆地區的油田分布，屬于非常規油氣資源分布區，用常規的技術手段對該區的油氣資源進行開發可操作性較差。
對于致密油藏的開發技術，從新疆地區的地質構造研究中，推斷出相關的巖石裂縫。可利用立體像素映射與三維地震分析研究致密油儲層中的列網網絡結構和斷層走向，根據這些疊后縱波地震數據中發現的裂縫進行商業開采。對那些低孔隙度、低滲透性碳酸鹽巖油藏開采技術來說，對現代的下游的油藏開發技術難度還是很大的。致密油藏開發技術的關鍵是在選井、鉆完井、儲層改造、采油工程上下功夫。
建立綜合地質力學模型，使得目前該地區的致密油分布去和形狀與前白堊紀的走滑應力相符。對儲層壓裂改造進行優化設計，運用正確的體積壓裂理念和新疆地區儲層地質特征進行反復論證，在施工階段，對傳統工藝進行改造，使得施工工具的研發為施工質量提供先決條件。
此次先導性實驗的實際場所就是昌吉油田，對該油田致密油藏的開發，建立可行性理論體系。昌吉油田地處吉木薩爾凹陷，在油田開發技術實施之前，首先建立了一套試驗方案，包括地質油藏工程、鉆井工程、采油工程、地面建設、經濟評價和HSE管理等開發手段。這條方案審查通過以后，可以為接下來的數年間，形成大規模開發致密油探索出一套經濟可行的開發道路。
昌吉油田致密油埋藏較深，利用傳統鉆井及壓裂施工，耗時較長，勘探石油難度較大。在利用非常規手段對昌吉油田致密油開發中，先導試驗10口水平井的井位進行了測量，對于鉆井的深度和距離，都結合了昌吉當地政府的技術和設備方面的現狀，進行實質性的分析。
出于經濟效益方面的考慮，在設置鉆井水平段長與垂直井深是，比值控制在合理范圍之內。為了確保單井產量，對于油藏的部分相對的就以比值為依據。測井方案貫徹實施，鉆頭將地層通道打開，準確定位油藏的準確位置，實施開挖，致密油藏成功開發的關鍵是壓裂技術。
常規性開發資源常規單向接力式設計，在石油開挖階段，會出現斷代接力方式也午飯實現功能優化。為提高單位時間內單井的經濟的可采儲量目標，利用非常規性技術開挖手段，實現地質、鉆井、壓裂、生產一體化優化開發技術，在對新疆地區不同地質條件下致密油田的開發技術中，全程介入對施工單位的有效動用。在施工條件上，要對自主分壓管道的配套設施予以投資。在現場施工中，要應用、適合于致密油改造的配套壓裂液體系。對于整體壓裂技術而言，要以實現昌吉油田致密油“工廠化”作業為最終操作手段。
四、總結
新疆地區致密油田從形成、發展到不斷開采，付區域社會民眾，其間的開發技術，隨著不同的地質構造而呈現出不同的開采局面。這一切立足點，都是以安全把握性、操作性、經濟性和效益型為主要踐原則來實施的。無論是常規性開發還是非常規性開發資源，對于石油工業的發展而言，都是為了滿足社會化大生產和發展的需要。未來新疆地區的石油開采工業，在技術開發上，會更加精益求精。
參考文獻
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關鍵詞：表面活性劑 疏水締合聚合物 二元體系 粘彈性
聚合物/表面活性劑二元復合驅是一種以充分發揮表面活性劑和聚合物相互協同效應的采油方法，聚/表二元復合驅是在三元復合驅的基礎上去除堿的一種復合體系，由于堿對某些地層的破壞較大，因此科學家更多傾向于研究二元復合驅對強化采油的應用研究，由于表面活性劑能更好的降低油水界面張力和聚合物能增加溶液的粘彈性和降低油水流度比等優點，且聚合物與表面活性劑相互作用可使聚合物分子鏈的構象發生變化，而聚合物的存在也同時影響著表面活性劑的表面張力、臨界膠束濃度、聚集數及溶液流變性、界面吸附和增溶性等性質。其二者相互作用對提高采收率更具有挑戰性意義，因此本文從二者的相互作用出發，重點介紹了二者的研究現狀。
1、疏水締合聚合物/表面活性劑二元復合驅的研究現狀
二元復合驅技術首次利用是在美國德克薩斯州的Ranger油田進行的低界面張力聚/表二元體系的先導試驗，最終使原油采收率在水驅后提高了25%左右，具有較為可觀的經濟效益。此后國內大批研究者也進行了表面活性劑/聚合物的二元復合驅研究，且取得了較好的成績。李孟濤等使用陽離子表面活性劑NEP溶液，在油藏條件下界面張力可達10-2mN/m數量級，在室內模擬非均質巖心上，能達到提高采收率幅度為20%；夏惠芬等研究了甜菜堿型兩性表面活性劑與聚合物作用可形成10-3mN/m數量級的超低界面張力，且對水驅后殘余油的采收率有所提高。郭擁軍等研究疏水改性水溶液聚合物與SDBS作用時，粘度變化呈現一定的規律，且提出疏水改性水溶液聚合物中的疏水基團與SDBS的作用超過同類陰離子間的相互排斥作用，疏水基與SDBS的作用使得體系粘度是單一聚合物溶液粘度的23.7倍；同時得出混和溶液表面張力隨SDBS濃度的增加而單調下降，并無一般高分子聚合物與表面活性劑作用時所出現的兩個轉折點，從而說明該聚合物與表面活性劑的作用不同于一般高分子聚合物與表面活性劑的相互作用。
現有研究都表明在聚合物/表面活性劑二元復合驅中，聚合物不僅具有良好的粘彈性還能較好的控制油水流度比，表面活性劑降低油水界面張力的性質，使殘余油能很好的啟動。若能選擇合適的驅油體系，其驅油效率不會小于三元復合驅。目前有大批學者對二元體系的溶液界面、流變性質等都進行了大量研究，也逐步開始對二元體系的微觀滲流機理進行研究，并且分別從表面活性劑和聚合物的分子結構方面入手，合成出如兩性表面活性劑、石油磺酸鹽、烷基苯磺酸鹽、新型孿連表面活性劑和生物表面活性劑等一系列高活性的表面活性劑。同時隨著疏水締合聚合物在油氣開采中的應用，出現了通過優化設計出的不同分子結構的耐溫抗鹽等新型締合聚合物。不管是表面活性劑還是締合聚合物分子結構對二元體系性質的影響，都需要更為深入的研究，才能為我國油氣開采技術進一步發展提供依據。
2、陰離子表面活性劑SDBS對二元復合體系粘彈性的影響
2.1.陰離子表面活性劑SDBS對聚/表二元體系粘度的影響
由于疏水締合聚合物在溶液中形成的空間網絡這種特殊結構，其流變性對表面活性劑很敏感，通過實驗考察不同類型表面活性劑與疏水締合聚合物相互作用對二元體系流變性的特殊影響，不僅可以證實疏水締合聚合物溶液不同于一般聚合物所具有的網絡結構的存在，還能得出二元體系粘度變化規律與表面活性劑分子結構的關系。
葉仲斌等研究得出，開始向疏水締合聚合物溶液中加入少量的SDBS時，體系粘度稍有降低；繼續增加SDBS濃度，粘度上升到最高值；之后隨著SDBS濃度的進一步增加體系粘度急劇下降到最低點后不再變化。分析認為在加入很少量SDBS（小于10mg/L）時，SDBS僅起電解質作用，壓縮雙電層，使體系粘度稍有降低；當SDBS濃度達到一定值后，才開始與溶液中的疏水基作用形成聚集體，隨著聚集體的增加，網絡結構更為密集，體系增粘達到最大；繼續增大SDBS濃度，膠束濃度也開始增加，疏水側基增溶于膠束中，隨著膠束數量的增大，聚合物的網絡結構被拆散，粘度急劇下降；當SDBS濃度達到更高值后，體系粘度不再隨SDBS濃度的增加而變化，此時溶液中自由的SDBS濃度大于其cmc值，體系粘度降到最低。
2.2陰離子表面活性劑SDBS對聚/表二元體系彈性的影響
2.2.1應力掃描
表面活性劑SDBS加入聚/表二元體系后，在一定的剪切應力范圍內，粘度不隨應力的變化而變化，稱這一應力區為聚/表溶液的線性粘彈區。文獻曾提出聚合物溶液必須具有足夠的濃度才能有線性粘彈區，實驗發現單獨的疏水締合聚合物溶液在該應力范圍內就無線性粘彈區，由此表明SDBS的加入，使得聚/表溶液分子間由疏水締合作用形成了更強的超分子網絡結構，當CSDSS=100mg/L時溶液的線性應力區最寬，由此線性粘彈區的大小也反映了聚/表溶液中超分子網絡結構的強度。超分子結構越強的溶液，屈服應力值也越高，而單獨的聚合物溶液，在此應力范圍內，并無明顯的屈服應力值。
2.2.2粘度與剪切速率關系
隨著SDBS濃度的增加，一定剪切速率范圍內（小于0.ls-1）體系粘度保持不變；當CSDBS=100mg/L時，在0.1～0.5s-1間出現剪切增稠現象，結合前面對粘度的測試結果，分析認為是該濃度的SDBS與疏水締合聚合物作用形成稠密的網絡結構，低剪切使得分子鏈更為伸展，體系粘度稍有增加；當剪切速率達到10s-1后，不同SDBS濃度的二元體系間粘度差變小，都表現出明顯的剪切稀釋性。
2.2.3第一法向應力差
研究得出，體系的N1隨著剪切速率的增加而增加，高剪切速率下，溶液中分子能表現出較強的彈性效應。與粘度測試結果一致，CSDBS=100mg/L時二元體系的N1最大，且N1隨剪切速率變化出現拐點時對應的剪切速率最小，此時體系能在較低剪切速率下表現出較強的彈性效應，同時也反映出該濃度時體系具有較強的超分子網絡結構；SDBS濃度繼續增加，體系的N1開始減小，彈性也減小，再次表明高濃度表面活性劑SDBS的加入，溶液中形成過多的聚集體，使得聚合物網絡結構開始被拆散，與粘度變化規律一致。
3、結論
陰離子表面活性劑SDBS與疏水締合聚合物相互作用規律表現出一定規律，表面活性劑SDBS在二元體系中的加入使體系的粘度隨著SDBS濃度的增加先降低后增加，最后又降低，達到最低值后保持不變。相同粘度的不同二元體系，隨著表面活性劑和疏水締合聚合物分子結構性質的改變，彈性效應也不同。
參考文獻
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